Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Estudo do Comportamento dos Agentes
Produtores no MIBEL
Rúben Filipe Almeida Soares
V
ERSÃO FINALDissertação realizada no âmbito do
Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores
Major Energia
Orientador: Prof. Dr. João Tomé Saraiva
Co-Orientador: Eng.º Berto Campinho Martins
Co-Orientador: Prof. Dr. José Nuno Fidalgo
fevereiro de 2014
iii
As estratégias de atuação dos agentes produtores dominantes no mercado diário do MIBEL condicionam de forma inequívoca o funcionamento deste mercado. A antecipação das estratégias da concorrência garante aos agentes produtores uma vantagem competitiva no respetivo mercado. Assim, o objetivo principal deste trabalho consiste em antecipar as estratégias de atuação dos agentes produtores dominantes concorrentes do grupo EDP.
De forma a responder ao objetivo deste trabalho, foram desenvolvidos dois modelos previsionais baseados em redes neuronais artificiais. O primeiro modelo tem como objetivo prever a quantidade de energia ofertada a preço zero pelos agentes referidos, no mercado diário do dia seguinte. O segundo modelo pretende prever a curva de oferta apresentada por esses mesmos agentes, também para o mercado diário do dia seguinte. Os respetivos modelos foram testados tendo por base os registos referentes ao grupo Iberdrola, admitindo que estes possam depois ser replicados aos restantes agentes produtores dominantes.
Na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero, foi possível concluir que existe uma maior dificuldade em prever essas quantidades nas primeiras cinco horas do dia. Neste âmbito, foi ainda possível constatar que incidências não programadas de determinadas unidades de produção podem condicionar a estratégia de atuação do agente produtor no mercado diário do dia seguinte.
Relativamente à previsão da curva de oferta, concluiu-se que a melhor estratégia corresponde a utilizar uma reta de aproximação (y = mx +b) à respetiva curva, sempre que a previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero exceder 30% da capacidade de produção instalada do grupo Iberdrola. Se o valor for inferior a esse limiar deverá ser utilizada uma reta de tipo y = mx, uma vez que se consegue um ajustamento razoável à curva de oferta e o erro está exclusivamente associado ao declive da reta.
Palavras-Chave: Mercado Ibérico de Eletricidade, Operadores Dominantes, Previsão, Estratégias de Atuação, Redes Neuronais.
v
The strategies to be implemented by dominant production operators in MIBEL – the Iberian Electricity Market – definitely condition the operation of this market. Accordingly, the capacity to anticipate the strategies of the other competitors ensures them an important advantage to any market agent. Thus, the purpose for this thesis is to develop an approach to help market agents to anticipate the strategies to be implemented by the dominant competitors of the EDP group.
In order to achieve this goal two forecasting models were developed both of them based on neural networks. The first model was used to predict the amount of energy offered at zero price by the competitors in the daily market for the following day. The second one was developed to forecast the supply curve submitted by these agents once again to the daily market for the following day. Both models were tested based on Iberdrola’s group submitted bids. In any case, it is our belief that these models can be replicated to model the behaviour of other dominant generation agents in the MIBEL.
On the one hand, the model to forecast of energy offered at zero price allowed us to recognise that it is a demanding task to predict this amount in the first 5 hours of each day. It was also possible to realise that non-programmed events regarding specific generation units can strongly condition the generation agent’s behavior in the daily market for the following day.
On the other hand, the forecast of the supply curve was divided in two steps: in the first case we used a linear approximation (y = mx + b) to the curve, whenever the forecast of the amount of energy offered at zero price exceeds 30% of the generation installed capacity of the Iberdrola Group. If this threshold is not achieved then a ‘y = mx’ line was adopted. In this case it was obtained an adequate adjustment of the forecast to the supply curve and the error is exclusively dependent on slope of the line.
Keywords: Iberian Electricity Market, Dominant Operator, Forecast, Bidding Strategies, Neural Networks.
vii
Em primeiro lugar agradeço aos meus pais e irmão por todo o apoio, carinho e confiança que depositaram em mim ao longo do meu percurso académico. Agradeço-lhes pelo enorme contributo que deram na minha formação enquanto pessoa.
Agradeço à Marisa por todo o carinho e apoio, assim como pela paciência que teve sempre comigo, mesmo nos momentos mais difíceis. Sem ela, este sonho nunca se teria concretizado.
Agradeço ao meu sobrinho e afilhado, por diariamente me fazer sorrir com o seu encanto.
Ao Frederico Assis Cardoso, pelo companheirismo e amizade. Os resultados alcançados nestes últimos anos muito se devem a ele.
Ao Professor Doutor João Tomé Saraiva, agradeço toda a disponibilidade, dedicação, conselhos e paciência demonstrada ao longo da realização deste trabalho. As suas correções e sugestões foram fundamentais para o desenvolvimento deste trabalho.
Ao Professor Doutor José Nuno Fidalgo, agradeço todo o acompanhamento, compreensão e disponibilidade demonstrada ao longo deste trabalho.
À EDP-UNGE na pessoa do Eng.º Berto Campinho Martins pela proposta do tema, pelo acompanhamento e disponibilização dos dados. Também agradeço a simpatia e a disponibilidade demonstradas pelo Eng.º Berto Martins e pela sua equipa, durante as visitas por mim efetuadas à EDP.
Ao Professor Doutor António Sepúlveda Machado e Moura, pela dedicação e empenho para o concretizar deste meu grande objetivo.
ix
Resumo ... iii
Abstract ... v
Agradecimentos ... vii
Índice ... ix
Lista de figuras ... xiii
Lista de tabelas ... xvii
Abreviaturas e Símbolos ... xix
Capítulo 1 ... 1
Introdução ... 1 1.1. Enquadramento e objetivos ... 1 1.2. Estrutura do documento ... 2Capítulo 2 ... 5
Mercados de Eletricidade ... 52.1. Evolução histórica do setor elétrico ... 5
2.2. Setor elétrico – a mudança ... 6
2.3. O novo modelo ... 8
2.4. Modelo em Pool ... 10
2.4.1. Pool Simétrico ... 11
2.4.2. Pool Assimétrico ... 14
2.4.3. Modelos Obrigatórios e Voluntários ... 15
2.4.4. Contratos Bilaterais ... 15
2.4.5. Modelo Misto ... 17
2.4.6. Diretivas Europeias ... 18
Capítulo 3 ... 21
Mercado Ibérico de Eletricidade ... 21
3.1. Caraterização do setor elétrico português ... 21
3.1.1. Resenha histórica ... 21
3.1.2. Organização do setor elétrico português ... 23
3.2. Caraterização do setor elétrico espanhol ... 25
3.2.1. Resenha histórica ... 25
3.2.2. Organização do setor elétrico espanhol ... 26
Índice
3.3. Mercado Ibérico de Eletricidade – MIBEL ... 27
3.3.1. Aspetos gerais ... 27
3.3.2. Estrutura e funcionamento do MIBEL ... 29
3.3.3. OMIE ... 30 3.3.3.1. Mercado diário ... 30 3.3.3.2. Mercado Intradiário ... 32 3.3.4. OMIP ... 34 3.3.5 Market Splitting ... 35 3.4. Interligações ... 36
3.5. Operadores dominantes na produção de energia elétrica ... 37
3.5.1. Identificação dos Operadores Dominantes ... 38
3.5.2. Capacidade de produção dos Agentes Dominantes ... 40
Capítulo 4 ... 43
Revisão Bibliográfica ... 43
4.1. Redes Neuronais ... 43
4.1.1. Estrutura e funcionamento de uma Rede Neuronal ... 44
4.1.2. Modelação de uma Rede Neuronal para Previsão ... 46
4.2. Estudos relacionados ... .48
Capítulo 5 ... 51
Metodologia ... 51 5.1. Recolha de Dados ... 51 5.1.1. Dados de Entrada ... 52 5.1.2. Dados de Saída ... 555.2. Estratégias utilizadas para as previsões ... 55
5.2.1. Quantidade de Energia Ofertada a Preço Zero ... 56
5.2.2. Curva de Oferta ... 56
5.2.2.1. Reta de Aproximação à Curva de Oferta ... 56
5.2.2.2. Preço Fixo – Quantidade Variável ... 59
5.2.2.3. Quantidade Fixa – Preço Variável ... 60
5.3. Normalização de Dados ... 61
5.4. Avaliação de Resultados ... 62
5.5. Software Utilizado ... 62
Capítulo 6 ... 63
Análise de Resultados ... 63
6.1. Previsão da Quantidade de Energia Ofertada a Preço Zero ... 63
6.1.1. Análise preliminar ... 64
6.1.1.1. Quantidade de Energia Ofertada a Preço Zero por Tecnologia ... 64
6.1.1.2. Quantidade de Energia Ofertada a Preço Zero Vs Oportunidade de Mercado ... 67
6.1.1.3. Quantidade de Energia Ofertada a Preço Zero Vs Capacidade Disponível das Albufeiras ... 69
6.1.2. Resultados previsionais ... 70
6.1.2.1. Performance das RN ... 70
6.1.2.2. Análise dos resultados do conjunto de teste ... 73
6.1.2.3. Análise das potenciais causas de erro na previsão ... 77
6.1.2.4. Previsão da Quantidade de Energia Ofertada a Preço Zero ignorando incidências ... 82
6.1.2.5. Previsão da Quantidade de Energia Ofertada a Preço Zero admitindo RN distintas. ... 85
6.2. Previsão da Curva de Oferta ... .89
6.2.1. Análise preliminar ... 89
6.2.1.1. Curva de Oferta hora a hora ... 90
6.2.1.2. Ajustamento de uma reta à Curva de Oferta ... 91
6.2.1.3. Inclinação da Curva de Oferta ... 92
xi
6.2.2.1. Performance das RN ... 94
6.2.2.2. Análise dos resultados do conjunto de teste ... 97
6.2.3. Resultados previsionais – Reta y = mx + b ... 102
6.2.3.1. Performance das RN ... 103
6.2.3.2. Análise dos resultados do conjunto de teste ... 105
6.2.4. Resultados previsionais – Preço fixo / Quantidade variável ... 112
6.2.5. Resultados previsionais – Quantidade fixa / Preço variável ... 114
6.3. Modelo Final ... .116
Capítulo 7 ... 121
Conclusões e Perspetivas de desenvolvimento ... 121
7.1. Conclusões ... 121
7.2. Perspetivas de desenvolvimento ... 123
Referências ... 125
xiii
Figura 2.1 – Estrutura verticalmente integrada do setor elétrico [4] ... 6
Figura 2.2 – Cronologia da reestruturação dos setores elétrico e de distribuição de gás [4] .... 7
Figura 2.3 – Novo modelo desagregado do setor elétrico [4] ... 9
Figura 2.4 – Funcionamento de um Pool simétrico [4] ... 12
Figura 2.5 – Funcionamento de um Pool assimétrico [4] ... 14
Figura 2.6 – Representação gráfica do funcionamento de um contrato por diferenças [4] ... 16
Figura 2.7 – Modelo misto de exploração do setor elétrico [4]. ... 18
Figura 3.1 – Organização do Sistema Elétrico Nacional após o pacote legislativo de 1995 [11]. ... 22
Figura 3.2 – Organização do Sistema Elétrico Nacional atual [14] ... 23
Figura 3.3 – Sequência de atividades no mercado de eletricidade espanhol [18] ... 27
Figura 3.4 – Esquema organizativo do MIBEL [21] ... 30
Figura 3.5 – Curvas agregadas de compra e venda apresentadas ao OMIE, referente à hora 22 do dia 7 de maio de 2013 [24] ... 31
Figura 3.6 – Sessões do mercado intradiário do MIBEL [24] ... 33
Figura 3.7 – Modelo organizativo do OMIP e OMIClear [26]. ... 34
Figura 3.8 – Quota de energia produzida pelos agentes produtores dominantes no ano de 2012 em Espanha [30] ... 39
Figura 3.9 - Quota de energia produzida pelos principais agentes produtores no ano de 2012 em Portugal continental [31]. ... 39
Figura 3.10 – Quota da capacidade disponível de produção dos principais agentes produtores do MIBEL [30]. ... 40
Figura 4.1 – Rede neuronal de tipo feedforward [33]. ... 45
Figura 4.2 – Evolução dos erros de validação e de teste ao longo do tempo (épocas) [34]... 46
Figura 5.1 - Curva agregada de oferta apresentada pelo grupo Iberdrola, na hora 14 do dia 14 de fevereiro de 2013, com indicação do modelo previsional 1 e 2. ... 52
Figura 5.2 – Esquema referente às variáveis de entrada e aos acontecimentos relevantes para a recolha dessas variáveis. ... 54
Figura 5.3 – Dias referentes ao primeiro domingo de 2012 e 2013 e consequente alinhamento dos dados de entrada. ... 56
Lista de figuras
Figura 5.4 – Curvas de oferta real e aproximada. ... 57 Figura 5.5 – Reta de aproximação à curva de oferta do tipo y = mx, referente à hora 22 do dia 8 de janeiro de 2013. ... 58 Figura 5.6 – Reta de aproximação à curva de oferta do tipo y = mx + b, referente à hora 22 do dia 8 de janeiro de 2013... 58 Figura 5.7 – Impacto que a consideração de propostas com um preço superior a 0.0 € e inferior a 1.0 € na formação da curva de oferta, têm na reta de aproximação à respetiva curva. ... 59 Figura 5.8 – Quantidade de energia ofertada para diferentes preços, na hora 20 do dia 14 de março de 2013... 60 Figura 5.9 - Preços ofertados para diferentes quantidades de energia, na hora 18 do dia 6 de janeiro de 2013. ... 61 Figura 6.1 - Curva agregada de oferta apresentada pelo grupo Iberdrola, na hora 14 do dia 14 de fevereiro de 2013, com indicação do modelo previsional. ... 63 Figura 6.2 – Quantidade de energia ofertada a preço zero de cada uma das tecnologias do portfolio produtivo da Iberdrola, ao longo do primeiro semestre de 2013. ... 65 Figura 6.3 – Variação do preço médio por proposta para as tecnologias de origem nuclear, hídrica e térmica do grupo Iberdrola, ao longo do primeiro semestre de 2013. ... 66 Figura 6.4 – Variação da oportunidade de mercado e da quantidade de energia ofertada a preço zero de origem hídrica e nuclear, ao longo do primeiro semestre de 2013. ... 67 Figura 6.5 – Oportunidade de mercado e quantidade de energia ofertada a preço zero para cada hora do dia 28 de março de 2013. ... 68 Figura 6.6 - Oportunidade de mercado e quantidade de energia ofertada a preço zero em cada hora do dia 29 de abril de 2013. ... 68 Figura 6.7 - Variação da capacidade das centrais hídricas Espanholas e da quantidade de energia de origem hídrica ofertada a preço zero, ao longo do primeiro semestre de 2013.... 69 Figura 6.8 – Gráficos indicativos do coeficiente de correlação do conjunto de treino, validação e teste da RN10. ... 72 Figura 6.9 – Distribuição do número de dias, por intervalos de valor do MAPE, obtidos na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à RN 10... 74 Figura 6.10 - Variação do valor do MAPE por hora obtido na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à RN 10. ... 75 Figura 6.11 - Variação do valor do MAPE máximo por hora obtido na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à RN 10. ... 76 Figura 6.12 – Quantidade de energia ofertada a preço zero real e prevista para as 24 horas do dia 14 de junho de 2013. ... 76 Figura 6.13 – Excertos dos relatórios de incidências dos dias 25/05/2013, 30/05/2013 e 04/06/2013 [42]. ... 78 Figura 6.14 – Quantidade de energia ofertada a preço zero por cada unidade de produção de origem nuclear nas primeiras duas horas do dia, no decorrer do primeiro semestre de 2013. 79
xv
Figura 6.15 - Número de dias em que cada unidade de produção de origem nuclear apresentou propostas com preço igual a zero nas primeiras duas horas do dia, ao longo do primeiro semestre de 2013. ... 79 Figura 6.16 – Quantidade de energia ofertada a preço zero por todas as unidades de produção e pela unidade de produção “ALZ2” na hora 1, entre 20/05/2013 e 10/06/2013. ... 80 Figura 6.17 - Quantidade de energia ofertada a preço zero por todas as unidades de produção e pela unidade de produção “ALZ2” na hora 2, entre 20/05/2013 e 10/06/2013. ... 81 Figura 6.18 - Distribuição do número de dias, por intervalos de valor do MAPE, obtidos na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à nova RN 10 e à antiga RN 10. ... 83 Figura 6.19 - Variação do valor do MAPE por hora obtido na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à nova RN 10 e à antiga RN 10. ... 84 Figura 6.20 - Variação do valor do MAPE máximo por hora obtido na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à nova RN 10 e à antiga RN 10. ... 84 Figura 6.21 - Variação do valor do MAPE por hora obtido na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero, com recurso à RN 10 e à RN (1+2). ... 87 Figura 6.22 - Variação do valor do MAPE máximo por hora obtido na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero, com recurso à RN 10 e à RN (1+2). ... 87 Figura 6.23 – Curvas de oferta apresentadas pelo grupo Iberdrola ao mercado diário nas horas 17 e 18, do dia 22 de janeiro de 2013. ... 90 Figura 6.24 – Reta de aproximação (y = mx + b) à curva de oferta da hora 10 do dia 7 de maio de 2013. ... 91 Figura 6.25 - Reta de aproximação (y = mx + b) à curva de oferta da hora 2 do dia 2 de março de 2013. ... 91 Figura 6.26 – Retas de aproximação (y = mx e y = mx + b) à curva de oferta da hora 18 do dia 30 de janeiro de 2013. ... 92 Figura 6.27 - Retas de aproximação (y = mx e y = mx + b) à curva de oferta da hora 6 do dia 5 de abril de 2013. ... 93 Figura 6.28 - Gráficos indicativos do coeficiente de correlação do conjunto de treino, validação e teste, da RN13. ... 96 Figura 6.29 - Distribuição do número de dias por intervalos de valor do MAPE, obtidos na previsão da reta de aproximação (y = mx) à curva de oferta, com recurso à RN 13. ... 98 Figura 6.30 - Variação do valor do MAPE por hora, obtido na previsão da reta de aproximação (y = mx) à curva de oferta com recurso à RN 13. ... 99 Figura 6.31 - Variação do valor do MAPE máximo por hora, obtido na previsão da reta de aproximação (y = mx) à curva de oferta com recurso à RN 13. ... 99 Figura 6.32 – Retas real e prevista de aproximação (y = mx) à curva de oferta, para a hora 18 do dia 30 de janeiro de 2013. ... 100 Figura 6.33 - Retas real e prevista de aproximação (y = mx) à curva de oferta, para a hora 18 do dia 5 de abril de 2013. ... 101
Figura 6.34 - Gráficos indicativos do coeficiente de correlação do conjunto de treino, validação e teste da RN10... 105 Figura 6.35 - Distribuição do número de dias, por intervalos de valor do MAPE, relativos à previsão da variável m e b, com recurso à RN 10. ... 107 Figura 6.36 - Variação do valor do MAPE por hora obtido na previsão da variável m e b com recurso à RN 10. ... 109 Figura 6.37 - Variação do valor do MAPE máximo por hora obtido na previsão da variável m e b com recurso à RN 10. ... 109 Figura 6.38 - Retas real e prevista de aproximação (y = mx + b) à curva de oferta, para a hora 18 do dia 30 de janeiro de 2013. ... 110 Figura 6.39 - Retas real e prevista de aproximação (y = mx + b) à curva de oferta, para a hora 6 do dia 5 de abril de 2013... 110 Figura 6.40 – Modelo final, referente à hora 20 do dia 5 de maio de 2013. ... 118 Figura 6.41 - Modelo final, referente à hora 18 do dia 20 de abril de 2013. ... 119
xvii
Tabela 3.1 – Linhas de interligação entre Portugal e Espanha [28]. ... 37 Tabela 3.2 – Agentes produtores e comercializadores dominantes no MIBEL [2]. ... 38 Tabela 5.1 – Codificação de variáveis de entrada. ... 54 Tabela 6.1 – Performance das RN desenvolvidas para a previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero ... 71 Tabela 6.2 – Valores do MAPE por dia obtidos na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à RN 10 ... 73 Tabela 6.3 – Valores do MAPE e do MAPE máximo obtidos para as 24 horas do dia, na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à RN 10 ... 75 Tabela 6.4 – Valores do MAPE obtidos para as primeiras duas horas nos dias 25/05/2013, 30/05/2013 e 04/06/2013, na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à RN 10 ... 77 Tabela 6.5 - Performance da nova RN 10 na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero ... 82 Tabela 6.6 - Valores do MAPE e do MAPE máximo obtidos para as 24 horas do dia, na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero com recurso à nova RN 10 ... 83 Tabela 6.7 - Performance da RN 1 e 2 desenvolvidas para a previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero das primeiras 3 horas do dia e para as restantes 21 horas, respetivamente ... 86 Tabela 6.8 – Performance global com a associação da RN 1 e 2 na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero ... 86 Tabela 6.9 - Performance da RN 1 na previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero, ignorando incidências ... 88 Tabela 6.10 – Valores do MAPE na previsão da quantidade de energia ofertada a zero para as 3 primeiras do dia, com e sem a consideração de incidências, com recurso à RN1 ... 89 Tabela 6.11 - Performance das RN desenvolvidas para a previsão da reta de aproximação (y = mx) à curva de oferta ... 95 Tabela 6.12 - Valores do MAPE por dia obtidos na previsão da reta de aproximação (y = mx) à curva de oferta, com recurso à RN 13 ... 97
Lista de tabelas
Tabela 6.13 - Valores do MAPE e do MAPE máximo obtidos para as 24 horas do dia, na previsão da reta de aproximação (y = mx) à curva de oferta, com recurso à RN 13 ... 98 Tabela 6.14 – Quantidades de energia obtidas através da reta de aproximação real e prevista (y = mx) com respetivos valores do MAPE, para a hora 18 do dia 30 de janeiro de 2013 ... 101 Tabela 6.15 - Quantidades de energia obtidas através da reta de aproximação real e prevista (y = mx) com respetivos valores do MAPE, para a hora 18 do dia 5 de abril de 2013 ... 102 Tabela 6.16 - Performance das RN desenvolvidas para a previsão da reta de aproximação (y = mx + b) à curva de oferta ... 103 Tabela 6.17 - Valores do MAPE por dia obtidos na previsão da reta de aproximação (y = mx + b) à curva de oferta com recurso à RN 10 ... 106 Tabela 6.18 - Valores do MAPE obtidos para as 24 horas do dia, na previsão da variável m e b com recurso à RN 10 ... 107 Tabela 6.19 - Valores do MAPE máximo obtidos para as 24 horas do dia, na previsão da variável m e b com recurso à RN 10 ... 108 Tabela 6.20 - Quantidades de energia obtidas através da reta de aproximação real e prevista (y = mx + b) com respetivos valores do MAPE, para a hora 18 do dia 30 de janeiro de 2013 . 111 Tabela 6.21 - Quantidades de energia obtidas através da reta de aproximação real e prevista (y = mx + b) com respetivos valores do MAPE, para a hora 6 do dia 5 de abril de 2013 ... 111 Tabela 6.22 – Valores do MAPE relativamente à diferença entre a quantidade de energia obtida através das retas de aproximação real e prevista para os diferentes preços ... 112 Tabela 6.23 - Performance das RN desenvolvidas para a previsão da quantidade de energia ofertada para determinados preços ... 113 Tabela 6.24 - Performance das RN desenvolvidas para a previsão dos preços para determinadas quantidades de energia. ... 115
xix Lista de abreviaturas
CAE Contratos de Aquisição de Energia
CMEC Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contratual
CNE Comisión Nacional de Energia
CUR Comercializador de Último Recurso EDP Energias de Portugal
EEX European Energy Exchange
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos ISO Independent System Operator
MAPE Mean absolute percentage error MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade OMI Operador de Mercado Ibérico
OMIE Operador de Mercado Ibérico, Pólo Espanhol OMIP Operador de Mercado Ibérico, Pólo Português REN Rede Energética Nacional
RMSE Root mean squared error RN Redes Neuronais Artificiais RNT Rede Nacional de Transporte SEI Sistema Elétrico Independente SEN Sistema Elétrico Nacional SENV Sistema Elétrico Não vinculado SEP Sistema Elétrico de Serviço Público
TSO Transmission System Operator
TURD Tarifa de Utilização da Rede de Distribuição TURT Tarifa de Utilização da Rede de Transporte UNGE Unidade de Negócios de Gestão de Energia
Abreviaturas e Símbolos
1
Introdução
1.1. Enquadramento e objetivos
Pelo sexto ano consecutivo, a EDP integra o Dow Jones Sustentabilidade World Index e o European Dow Jones Sustentabilidade Europe Index, tendo sido três vezes líder do setor elétrico e atingiu, agora, o top no setor das utilities [1].
O excelente resultado atingido pelo grupo EDP muito se deve à sua performance financeira, mas também a aspetos sociais e ambientais. A EDP é um grupo que opera em três dos quatros elos da cadeia de valor do Sistema Elétrico Nacional (SEN), sendo estes, a produção, a distribuição e a comercialização. No que diz respeito à distribuição, a EDP Distribuição atua em termos de monopólio natural regulado pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Todavia, o seu modo de atuação na produção e comercialização é diferente face à distribuição, uma vez que essas atividades se encontram inseridas num mercado liberalizado, altamente competitivo, Mercado Ibérico de Eletricidade – MIBEL.
No entanto, apesar da alta competitividade existente, o MIBEL encontra-se condicionado ao domínio de um conjunto de agentes que têm a capacidade, através das suas estratégias de atuação, de influenciar os preços do respetivo mercado. Na lista dos operadores/agentes dominantes do MIBEL, publicada pela ERSE a 15 de novembro de 2012, constam do lado da produção e comercialização de energia elétrica, o grupo EDP/Hidrocantábrico, o grupo Endesa, o grupo Gás Natural Fenosa e o grupo Iberdrola [2].
Apesar das estratégias de atuação de cada um destes agentes ter um impacto significativo na formação dos preços do mercado diário, o crescente aumento das interligações entre Portugal e Espanha tem permitido que o poder que estes exercem no mercado tenda a reduzir-se beneficiando os consumidores, através de uma redução dos preços no respetivo mercado.
2 Introdução
Assim, e tendo em conta o poder de mercado que os agentes dominantes têm no MIBEL, é fundamental que o grupo EDP consiga antecipar as estratégias de atuação dos restantes competidores para que, desta forma, adapte as suas estratégias às diferentes circunstâncias do mercado.
A presente dissertação decorre de uma proposta elaborada pela Unidade de Negócios de Gestão de Energia (UNGE) do grupo EDP para o desenvolvimento do tema “Estudo do Comportamento dos Agentes Produtores no MIBEL”, sendo desenvolvida no âmbito da Unidade Curricular de Dissertação do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores da FEUP. O principal objetivo do presente estudo consiste em antecipar as estratégias de atuação dos agentes produtores dominantes concorrentes do grupo EDP. Por conseguinte, foram desenvolvidos dois modelos previsionais baseados em redes neuronais artificiais (RN). O primeiro modelo teve como objetivo prever a quantidade de energia ofertada a preço zero pelos agentes supracitados no mercado diário, enquanto o segundo modelo pretende prever a curva de oferta apresentada pelos mesmos agentes também para o mercado diário. Para o desenvolvimento dos dois modelos foram utilizados os registos referentes ao grupo Iberdrola, admitindo que estes modelos possam ser depois replicados aos restantes agentes dominantes. No entanto, é importante referir que devido ao facto das propostas submetidas pelos agentes produtores ao mercado diário serem preparadas por pessoas/equipas, acresce uma dificuldade maior à previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero e da curva de oferta, uma vez que está implícito o fator psicológico, que implicará alguma imprevisibilidade nos respetivos elementos.
Assim, pretende-se que o presente estudo constitua um apoio à UNGE para a definição de novas estratégias de atuação no mercado diário do MIBEL.
1.2. Estrutura do documento
O presente documento encontra-se organizado em sete capítulos. No presente capítulo são apresentados o enquadramento e os principais objetivos deste trabalho, bem como a estrutura do documento.
No Capítulo 2, Mercados de Eletricidade, é apresentada a resenha histórica do setor elétrico, desde o início até à reestruturação do setor. É também descrito neste capítulo, o funcionamento do novo modelo do setor elétrico após este ser reestruturado. Ainda no decorrer do capítulo são apresentadas as diferentes variantes do modelo em Pool, assim como as Diretivas Europeias que estiveram na base da profunda reestruturação do setor elétrico verificada nas últimas duas décadas na Europa.
No Capítulo 3, Mercado Ibérico de Eletricidade, é apresentada em primeiro lugar uma resenha histórica da evolução bem como a organização dos Setores Elétricos Português e
Estrutura do documento 3
Espanhol. De seguida, é apresentado o MIBEL, começando por indicar as razões que levaram à sua criação, a sua estrutura e o seu modo de funcionamento. Posteriormente, são descritos os mercados organizados do MIBEL, nomeadamente, o mercado diário de contratação à vista e o mercado a prazo. Ainda neste capítulo, é referido o mecanismo utilizado para lidar com situações de congestionamento das interligações entre Portugal e Espanha, assim como são referidas as principais interligações existentes entre os dois países. Por fim, é apresentado o conceito de operador dominante do MIBEL, sendo mencionados os agentes que atualmente se classificam desse modo.
No Capítulo 4, Revisão Bibliográfica, são apresentados os conceitos fundamentais relacionados com RN e é realizada uma síntese de trabalhos semelhantes ao abordado nesta dissertação.
No Capítulo 5, Metodologia, são descritos os métodos utilizados no presente estudo. Em primeiro lugar é indicado o processo de recolha dos dados de entrada e de saída, indicando também as variáveis que se utilizaram para o treino das RN. De seguida, são explicadas as estratégias utilizadas para a previsão da quantidade de energia ofertada a preço zero e da curva de oferta. Ainda neste capítulo é indicado o modo como foi realizada a normalização dos dados. Posteriormente, são descritas as medidas de desempenho utilizadas para avaliar os resultados obtidos nas previsões realizadas. Por fim, é referido o principal software utilizado durante o trabalho.
No Capítulo 6, Análise de Resultados, é realizada uma análise preliminar relativamente à quantidade de energia ofertada a preço zero e à curva de oferta apresentadas pelo grupo Iberdrola durante o primeiro semestre de 2013. De seguida, são indicados os principais resultados obtidos para as duas previsões realizadas, com especial destaque para os resultados do conjunto de teste. Por fim, são indicadas as melhores estratégias encontradas para as previsões da quantidade de energia ofertada a preço zero e da curva de oferta (Modelo Final).
No Capítulo 7, Conclusões e Perspetivas de Desenvolvimento, são apresentadas as principais conclusões retiradas do estudo do comportamento dos agentes produtores do MIBEL e das previsões da quantidade de energia ofertada a preço zero e da curva de oferta. Ainda neste capítulo são indicados os trabalhos futuros que poderão ser desenvolvidos no âmbito do tema da presente dissertação.
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Mercados de Eletricidade
2.1. Evolução histórica do setor elétrico
A atividade de produção de eletricidade teve o seu início em 1882, quando Thomas Edison promoveu a primeira instalação de produção de energia elétrica. Desde então, o setor elétrico tem sofrido profundas alterações em todas as áreas da sua cadeia de valor, nomeadamente ao nível da produção, transporte, distribuição e comercialização.
As primeiras redes elétricas funcionavam em corrente contínua e apresentavam uma extensão geográfica reduzida. No entanto, com o aparecimento da corrente alternada começou a ser possível o transporte de energia à distância, em alta tensão [3]. O rápido aumento das potências de carga, assim como a necessidade de explorar recursos hidroelétricos de elevado potencial energético localizados longe dos centros de consumo, originou a construção de redes de transporte de energia elétrica envolvendo distâncias e níveis de tensão cada vez mais elevados [4].
A eletricidade tornou-se entretanto essencial para o bem-estar da sociedade, passando o seu fornecimento a ser encarado como um serviço público [3]. Por conseguinte, ocorreu uma proliferação dos sistemas elétricos que começaram a ser interligados entre si, por razões de segurança de exploração e estabilidade mais elevadas, e com uma extensão geográfica nacional.
A nível de estrutura de propriedade, o setor elétrico de diferentes países apresentava características muito diversas. Em Portugal e até 1975, o setor encontrava-se organizado em termos de concessões atribuídas a entidades privadas. Em 1975 ocorreu a nacionalização e a integração vertical com a criação da EDP, EP, posteriormente transformada em EDP, SA [4]. Também na Alemanha e em Espanha se registava uma estrutura de propriedade puramente verticalizada do setor elétrico, na qual diversas empresas privadas atuavam nas áreas da produção, transporte e distribuição, em regiões geográficas em que detinham a concessão
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dessas atividades de forma exclusiva. No entanto, a existência de uma estrutura verticalmente integrada num setor tão vital para a sociedade como o setor elétrico pode não ser benéfica para os consumidores. Embora subsistissem diversas empresas a atuar no mesmo país, existiam áreas concessionadas a cada uma delas, pelo que não havia qualquer competição e os consumidores estavam obrigados a vincular-se à empresa concessionária da sua área de residência. Cada empresa estava então presente nos diferentes elos da cadeia de valor da energia elétrica, desde a produção até ao relacionamento com o cliente final, tal como se pode observar na Figura 2.1.
Figura 2.1 – Estrutura verticalmente integrada do setor elétrico [4].
As duas principais causas que motivaram a reestruturação do setor elétrico centravam-se na necessidade de implementar competitividade nas áreas da produção e da comercialização do setor, e evitar a possibilidade de ocorrência de subsidiação cruzada decorrente da pouca transparência do processo de alocação de custos associados às diferentes atividades do setor.
Assim, impunha-se uma profunda reestruturação do setor elétrico que se iniciou apenas em finais dos anos 80, com a exceção do Chile, onde o processo de reestruturação se iniciou em 1979.
2.2. Setor elétrico – a mudança
O choque petrolífero de 1973 abalou o sistema económico-financeiro global, colocando-se em causa as estruturas de setores estrategicamente importantes para um país, como é o caso do setor elétrico.
Até 1973, o ambiente económico era estável e por conseguinte bastante previsível. Um sinal óbvio dessa estabilidade era o crescimento anual da carga dos sistemas elétricos, que
Setor elétrico – a mudança 7
rondava valores entre os 7 e os 10%. Para além disso, também as baixas taxas de inflação e de juro, assim como os custos de infraestruturas relativamente estáveis, eram características do harmonioso ambiente económico que se vivia até esse choque petrolífero [4]. Todos estes fatores simplificavam o processo de planeamento e expansão das redes, o que permitiu a existência de economias de escala na produção e no transporte de energia [5].
No entanto, após o choque petrolífero de 1973, a situação económica sofreu um forte revés. Desenvolveram-se conjunturas económicas caracterizadas pela existência de elevadas taxas de inflação e de juro, que contribuíram para criar um ambiente económico mais volátil. O planeamento e a expansão das redes tornaram-se então tarefas mais complexas, uma vez que o consumo de diversas formas de energia, em particular de energia elétrica, começou a apresentar comportamentos mais erráticos [4].
Na década de 80 foram introduzidos os primeiros mecanismos de mercado em diversas atividades económicas, muitas delas relacionadas com serviços de índole social, como é o caso da indústria aérea, das redes fixas de telecomunicações, e da distribuição do gás. Assistiu-se assim a uma reestruturação dessas atividades económicas, que começaram a ser desreguladas ou liberalizadas, o que permitiu o aparecimento de diversos novos agentes, aumentando a concorrência nessas áreas [4].
No entanto, apenas em 1990 se registou a primeira grande reestruturação do setor elétrico em países do velho continente. Foi sob o governo de Margaret Tatcher no Reino Unido que se iniciou o movimento de liberalização e privatização das empresas do setor elétrico, acompanhado da criação de um mercado grossista obrigatório (Pool) [3]. Desde então, muitas outras reestruturações do setor elétrico se verificaram noutros países espalhados pelo mundo, tal como se pode verificar na Figura 2.2.
Figura 2.2 – Cronologia da reestruturação dos setores elétrico e de distribuição de gás [4].
Em Portugal, o início do processo de reestruturação do setor elétrico ocorreu ao abrigo do pacote legislativo de 1995. Das medidas apresentadas pela respetiva legislação destaca-se a
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criação de um modelo dual, constituído pelos Sistema Elétrico de Serviço Público, SEP, e o Sistema Elétrico Independente, SEI [3]. Foi ainda criada a Entidade Reguladora do Setor Elétrico, ERSE, com um estatuto de independência e imparcialidade face à indústria do setor elétrico e ao poder político. A mesma entidade passou a ser responsável pela elaboração de regulamentos, fixação de tarifários e definição dos níveis de abertura do setor [3]. A EDP, que era até então responsável por toda a cadeia de valor do setor elétrico em Portugal, ao abrigo da legislação supracitada, foi reestruturada e parcialmente reprivatizada, sendo que as atividades de produção, transporte e distribuição foram separadas no plano jurídico [3]. Por conseguinte, o transporte passou a estar a cargo de uma subsidiária da EDP, de seu nome Rede Elétrica Nacional (REN).
Em 1996 assistiu-se à formação do primeiro mercado transnacional, com a Noruega e a Suécia a formarem o Nord Pool ASA, sendo este mercado mais tarde alargado à Finlândia e à Dinamarca, dando origem ao Nord Pool Spot. Muitos outros mercados transnacionais se formaram desde então, destacando o Mercado Ibérico de Eletricidade formado por Portugal e Espanha, que será alvo de uma análise mais detalhada no Capítulo 3.
2.3. O novo modelo
Uma das principais motivações para a reestruturação do setor elétrico advém da importância subjacente à implementação de competitividade nas áreas de produção e de comercialização, assim como mencionado em 2.1. Para que tal acontecesse foi necessário desverticalizar, unbundling, as empresas verticalmente integradas do setor. Esta desverticalização permitiu criar condições de competitividade na produção e na comercialização, mas também evitar a subsidiação cruzada entre as diferentes atividades do setor. É importante referir que é inviável, sob o ponto vista económico e ambiental, a implementação de concorrência nas áreas do transporte e da distribuição, uma vez que seria necessária a multiplicação das suas redes. Assim, cada uma destas atividades ficou a cargo de uma empresa, que seria responsável pela prestação de um serviço em termos de monopólio regulado [4]. Para além da desverticalização das companhias tradicionais, impunha-se também a implementação de mecanismos de coordenação e de regulação independentes [5]. Resultantes da necessidade de implementação desses mecanismos surgiram novos agentes, destacando-se os Operadores Independentes de Sistema, denominados de Independent Systems Operators (ISO) e os Operadores de Mercado, Market Operators.
Segundo Pérez-Arriaga, o novo modelo de organização do setor elétrico poderá ser dividido em quatro áreas com funções e agentes bem definidos [4]:
O novo modelo 9
Atividade de Produção, que incluí a produção de energia elétrica em regime normal, em regime especial e o fornecimento de serviços de sistema;
Atividades de Rede, que se subdivide nas seguintes atividades:
o Atividade de Rede de Transporte, que incluí o planeamento da expansão, manutenção, construção e operação;
o Atividade de Rede de Distribuição, que incluí o planeamento da expansão, manutenção e operação;
Transações, que permite o relacionamento entre entidades produtoras, consumidores elegíveis e comercializadores;
Atividades de Coordenação Técnica e de Regulação.
A desverticalização das empresas tradicionais, assim como a necessidade de implementação de mecanismos de coordenação e de regulação independentes originaram a criação de novas estruturas completamente desagregadas, e em que participam diversos agentes, tal como se pode verificar na Figura 2.3.
Figura 2.3 – Novo modelo desagregado do setor elétrico [4].
Ao analisar a Figura 2.3, é importante referir que as atividades de Produção, Comercialização e Intermediação Financeira funcionam em ambiente de livre concorrência. No entanto, e assim como referido anteriormente, as atividades do transporte e de distribuição ficam a cargo de empresas responsáveis pela prestação desses serviços em termos de monopólio regulado. Na zona central da Figura 2.3 verifica-se a existência de um número considerável de atividades, nomeadamente o estabelecimento de contratos bilaterais, os mercados centralizados, o Independent System Operator (ISO) e os serviços de sistema.
No que diz respeito aos contratos bilaterais, estes poderão ser físicos ou financeiros e supõem o relacionamento direto entre entidades produtoras por um lado, e comercializadores e clientes elegíveis por outro. Estas entidades estabelecem entre si acordos englobando preço e modulação de energia a produzir/consumir ao longo de um intervalo de tempo, de forma geral longo [4]. Salienta-se que este tipo de contratos poderá reforçar o poder de mercado dos agentes dominantes, assim como provocar uma manipulação dos preços [3].
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Contratos
Bilaterais
Serviços de
Sistema
Mercados
Centralizados
Rede de
Transporte
ISO
10 Mercados de Eletricidade
Os mercados centralizados deram origem ao aparecimento do Operador de Mercado, sendo este responsável por receber as propostas de venda por parte dos produtores e as propostas de compra por parte dos comercializadores e clientes elegíveis. Após organizar as propostas de compra por ordem decrescente de preço e as propostas de venda por ordem crescente de preço, o Operador de Mercado determina o despacho puramente económico que resulta da interseção das curvas agregadas de compra e de venda. Este operador é então responsável por entregar os 24 ou 48 despachos puramente económicos ao ISO, admitindo que o período diário está segmentado em intervalos de 1 hora ou de 30 minutos.
Depois de receber os respetivos despachos puramente económicos provenientes do Operador de Mercado, o ISO avalia a viabilidade técnica de se proceder à execução dos mesmos conjuntamente com os despachos provenientes dos contratos bilaterais celebrados entre os produtores e os comercializadores e/ou clientes elegíveis. Se o despacho económico for viável, ou seja, se não existir violação dos limites técnicos dos equipamentos da rede, o ISO deverá proceder à contratação dos serviços de sistema. Caso o despacho económico não seja viável, este deverá ser sujeito a modificações induzidas ou forçadas através de diversos mecanismos [4].
Por fim, os serviços de sistema são serviços que permitem o bom funcionamento do sistema e garantem os níveis mínimos de qualidade, segurança e fiabilidade. São exemplos deste tipo de serviços, a produção de potência reativa/controlo de tensão, a regulação de frequência/ reservas e o blackstart.
2.4. Modelo em Pool
A eletricidade é uma commoditie que não pode ser armazenada, sendo assim inviável o estabelecimento de um verdadeiro mercado spot [3]. Nos mercados de eletricidade as transações são contratadas algum tempo antes da entrega física, uma vez que é impossível satisfazer o consumo, sistematicamente, sem um planeamento prévio da produção. Este tipo de mercados funciona normalmente no dia anterior àquele em que será implementado o resultado das propostas de compra/venda aceites, pelo que muitas vezes são designados por Day-Ahead Markets [4]. O Pool ou bolsa de eletricidade surge desta forma como uma aproximação a um verdadeiro mercado spot, sendo este um mecanismo que permite o relacionamento indireto entre agentes produtores, por um lado, e comercializadores ou clientes elegíveis, por outro [3]. Estes mercados têm como objetivo equilibrar a produção e o consumo resultantes das propostas de compra e venda apresentadas pelos comercializadores/clientes elegíveis e pelos produtores, respetivamente. Assim, os agentes produtores comunicam ao mercado, para além do nó de injeção, a quantidade de energia que estão disponíveis para produzir e o preço mínimo que pretendem receber para produzir a
Modelo em Pool 11
respetiva quantidade. Por outro lado, os comercializadores e/ou clientes elegíveis comunicam ao mercado a quantidade de energia baseada nas suas previsões de consumo, que pretendem adquirir segundo um determinado preço máximo.
Tendo em conta o horizonte temporal de curto prazo que está associado ao Pool, verifica-se que as decisões de investimento já foram tomadas pelos agentes produtores, e por conseguinte, as propostas de venda que estes apresentam ao mercado tendem a refletir os seus custos marginais de curto prazo [4]. O Operador de Mercado, normalmente responsável pelo Pool, irá receber dos diferentes agentes as suas propostas de compra e de venda para as 24 horas do dia seguinte. Estas 24 horas são discretizadas em 24 ou 48 intervalos de 1 hora ou de 30 minutos, respetivamente, de forma a acomodar as variações de carga típicas de um dia e a refletir as variações dos custos de exploração associados às diferentes unidades de produção. De seguida, o Operador de Mercado ordena as propostas de compra por ordem decrescente de preço e as propostas de venda por ordem crescente de preço, obtendo-se as respetivas curvas agregadas. Assim como mencionado em 2.3, depois da obtenção das curvas agregadas de compra e venda, o Operador de Mercado irá determinar os 24 ou 48 despachos puramente económicos resultantes da intersecção das curvas agregadas e envia-los para o Operador de Sistema, ISO, que irá avaliar a sua viabilidade técnica.
O mercado em Pool admite duas versões, simétrica e assimétrica, que serão analisadas em 2.4.1 e 2.4.2.
2.4.1. Pool Simétrico
O Pool simétrico corresponde à versão vulgarmente utilizada para implementar os mecanismos de mercado entre a procura e a oferta. Esta versão admite não só a possibilidade dos produtores apresentarem as suas propostas de venda, como também possibilita que os comercializadores e/ou clientes elegíveis apresentem as suas propostas de compra. O facto dos comercializadores e/ou clientes elegíveis poderem apresentar as suas propostas de compra ao mercado, permite refletir nessas propostas alguma elasticidade da carga relativamente ao preço, pelo que os referidos agentes devem preparar as suas propostas de compra de acordo com o benefício decorrente da utilização da energia elétrica [4]. Assim, os produtores deverão indicar ao mercado para além do nó de injeção, o preço mínimo a que pretendem ver remunerado o seu serviço, para cada período do dia seguinte para o qual o mercado está recetivo a receber propostas. Este tipo de propostas são designadas por propostas simples. No que diz respeito aos comercializadores e/ou clientes elegíveis, estes deverão indicar a potência pretendida para cada intervalo do dia seguinte, conjuntamente com o preço máximo que estão disponíveis a pagar para receber o respetivo serviço [4]. O intervalo de tempo de um dia, que será alvo de negociação no dia anterior, encontra-se
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normalmente discretizado em 24 ou 48 intervalos de 1 hora ou 30 minutos, respetivamente. Posteriormente, o Operador de Mercado que está responsável pelo funcionamento do Pool, ordena por ordem crescente de preço as propostas de venda apresentadas pelos produtores e por ordem decrescente de preço as propostas apresentadas pelos comercializadores e/ou clientes elegíveis, para cada um dos intervalos do dia seguinte em que o tempo se encontra discretizado. Da respetiva ordenação resultam duas curvas agregadas relativas à procura e à oferta. Da sua interseção resulta o Preço de Encontro de Mercado, Market Clearing Price, e a energia elétrica respetiva corresponde à quantidade negociada, Market Clearing Quantity, tal como se encontra ilustrado na Figura 2.4.
Figura 2.4 – Funcionamento de um Pool simétrico [4]
As propostas que se encontrem à esquerda do ponto de interseção das curvas de compra e de venda serão aceites, enquanto as restantes propostas serão rejeitadas, uma vez que não existem ofertas de compra cujo preço seja superior ao das ofertas de venda ainda não despachadas [5]. Os agentes produtores que apresentem propostas com um preço inferior ao Preço de Encontro de Mercado, serão todos eles remunerados segundo esse preço de referência para a quantidade de energia elétrica que se predispuseram a produzir, para o respetivo período horário. Um mercado com um princípio de funcionamento deste tipo tem por objetivo a maximização do Benefício Social, que traduz o facto de os consumidores considerarem que têm um benefício superior na utilização de energia elétrica em relação ao preço que irão pagar por esta. A maximização do Benefício Social corresponde graficamente à área a sombreado da Figura 2.4, sendo esta resultante da maximização da área entre as curvas de oferta de compra e de venda.
Benefício Social Propostas de venda Quantidade (MWh) Preço (€/MWh) Preço de Encontro do Mercado Market Clearing Price Quantidade Negociada Market Clearing Quantity
Propostas de compra
Modelo em Pool 13
A formulação matemática do mercado em Pool simétrico é dada por (2.1) a (2.4).
∑
∑
Sujeito a:
∑
∑
Nesta formulação:
Nc – número de propostas de compra;
Ng – número de propostas de venda;
– preço que a carga i está disposta a pagar pelo consumo de energia;
– preço que a produção j pretende receber por unidade de energia fornecida; – potência despachada relativa à carga i;
– potência despachada relativa à produção j;
– potência da proposta de compra relativa à carga i; – potência da proposta de venda relativa à produção j.
As ofertas de venda descritas anteriormente supõem uma simplificação muito grande em relação às condições de operação dos grupos produtores, uma vez que não admitem qualquer dependência temporal entre as propostas transmitidas por esses mesmos grupos. Na realidade é invulgar encontrar-se um modelo tão simplista, sendo que de um modo geral os agentes produtores fazem chegar ao Operador de Mercados as denominadas propostas complexas. As propostas complexas têm a particularidade de indicar por exemplo, para além dos pontos especificados anteriormente para as propostas simples, as janelas de operação dos seus grupos geradores. Por conseguinte, os produtores agregam às suas propostas simples informação como, a indivisibilidade do primeiro bloco (mínimo técnico de geradores térmicos), o gradiente de variação de carga, informação sobre a remuneração mínima diária a obter e as paragens programadas [4].
É importante referir que o funcionamento deste tipo de mercado será tanto mais eficiente quanto mais agentes nele participarem, tanto na procura como na oferta, assim como quanto menor for a concertação na preparação das propostas. Estes dois aspetos proporcionam menores descontinuidades nas curvas de oferta de compra e venda e são evitadas posições de domínio de mercado por parte de alguns agentes [4].
14 Mercados de Eletricidade
2.4.2. Pool Assimétrico
O modelo de funcionamento assimétrico do Pool admite apenas a apresentação de propostas de venda dos agentes produtores, sendo que os comercializadores e/ou clientes elegíveis indicam somente as suas previsões de consumo. O Pool estruturado desta forma assume por conseguinte que a carga é totalmente inelástica e que está disposta a pagar qualquer preço para ver satisfeitas as suas necessidades. A principal desvantagem inerente à utilização do Pool assimétrico decorre do facto de se ter uma maior volatilidade dos preços, uma vez que se está fortemente dependente dos preços de venda ofertados, do nível de procura e da ocorrência ou não, de saída de serviços dos grupos produtores [4].
Figura 2.5 – Funcionamento de um Pool assimétrico [4].
O objetivo deste modelo consiste na minimização do custo de energia elétrica produzida, sendo a sua formulação matemática dada por (2.5) a (2.7).
∑
∑
Sujeito a:
∑
∑
Previsões inelásticas da carga
20h00 20h30 08h30 09h00 02h 02h30 Ofertas de venda Quantidade (MWh) Preço (€/MWh) PM3 PM2 PM1 Q1 Q2 Q3
Modelo em Pool 15
Nesta formulação:
Nc – número de previsões de carga;
Ng – número de propostas de venda;
– preço que a produção j pretende receber por unidade de energia fornecida; – potência despachada relativa à produção j;
– potência prevista para a carga i;
– potência da proposta de venda relativa à produção j.
2.4.3. Modelos Obrigatórios e Voluntários
Para além do Pool simétrico e do assimétrico, os mercados centralizados podem também ser classificados como obrigatórios ou voluntários. Os modelos obrigatórios impõem que todos os agentes elegíveis apresentem as suas propostas de compra e venda ao mercado. Esta formulação do mercado não permite qualquer tipo de relacionamento comercial direto entre os agentes produtores, por um lado, e os comercializadores e/ou clientes elegíveis, por outro, obrigando a que toda a energia elétrica seja transacionada em ambiente de mercado. Esta estrutura é normalmente designada por comprador único e é conhecida em literatura inglesa pela expressão Single Buyer [4]. Numa estruturação do mercado de forma voluntária, os agentes, para além de poderem apresentar as suas propostas ao mercado, podem também acordar um preço para a transação de energia elétrica entre si, designando-se este mecanismo por contratos bilaterais, que serão alvo de análise em 2.4.4.
2.4.4. Contratos Bilaterais
Os contratos bilaterais são mecanismos contratuais que permitem um relacionamento comercial direto entre os agentes produtores, por um lado, e os comercializadores e/ou clientes elegíveis, por outro. Estes contratos resultam da necessidade de proteger as entidades compradoras e vendedoras do setor elétrico da volatilidade dos preços de um mercado com mecanismos em Pool, assim como para conferir às entidades consumidoras a liberdade de escolha dos fornecedores com os quais se querem relacionar [4]. Existem dois tipos de contratos bilaterais, os contratos bilaterais físicos e os contratos do tipo financeiro.
0s contratos bilaterais físicos são contratos livremente estabelecidos entre duas partes, pelos quais uma delas se compromete a colocar na rede, e a outra a receber, a energia elétrica contratada, aos preços e condições fixados no mesmo contrato [6]. A qualidade de serviço e a modulação da potência ao longo do período de contrato são algumas das
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condicionantes que poderão ser fixadas entre as entidades contratantes [4]. Os respetivos vínculos contratuais têm normalmente associada uma duração mínima de um ano, podendo estes ser ou não aplicados numa base diária ou mesmo horária. No entanto, os contratos bilaterais físicos têm o inconveniente de influenciar diretamente as condições de exploração do sistema elétrico, uma vez que são injetados fluxos de potência nos respetivos sistemas. Por conseguinte, estes contratos apenas se concretizam caso o Operador de Sistema confirme a viabilidade técnica da execução dos mesmos.
No que diz respeito aos contratos do tipo financeiro, estes poderão ser subdivididos em contratos por diferenças, contratos de futuros e contratos de opções. A principal vantagem deste tipo de contratos é que não afetam diretamente as condições de exploração do sistema elétrico e servem exclusivamente para estabilizar as remunerações a pagar e a receber pelas entidades consumidoras e produtoras, respetivamente [4]. Nos contratos por diferenças, as entidades envolvidas acordam um preço-alvo, Target Price, que servirá de hedging relativamente às flutuações dos preços no mercado a curto prazo. Assim, nos intervalos de tempo em que o preço-alvo seja superior ao preço de mercado, a entidade consumidora paga à entidade produtora a diferença entre o preço-alvo e o preço de mercado. Por outro lado, nos intervalos de tempo em que o preço de mercado for superior ao preço-alvo, a entidade produtora paga à entidade consumidora a diferença entre o preço de mercado e o preço-alvo. O mecanismo subjacente ao funcionamento dos contratos por diferenças pode ser observado na Figura 2.6.
Figura 2.6 – Representação gráfica do funcionamento de um contrato por diferenças [4].
Os contratos de futuros são mecanismos financeiros que permitem que uma entidade consumidora reserve uma determinada quantidade de energia elétrica a ser transacionada entre esta e um agente produtor, num determinado horizonte temporal e segundo um preço acordado por ambos. Este tipo de contratos poderá ser extremamente benéfico para as entidades compradoras, no caso dos preços de mercado na data da transação acordada serem superiores ao preço estabelecido no contrato. No entanto, facilmente se verifica que a
Modelo em Pool 17
situação oposta se pode registar e, nesse caso, a entidade compradora perde a oportunidade de comprar energia elétrica mais barata.
De forma a colmatar os riscos associados à perda de oportunidade de comprar energia elétrica mais barata por parte dos comercializadores e/ou clientes elegíveis, surgem os contratos de opções. Estes contratos correspondem a um mecanismo que pode ser desativado, na possibilidade de surgirem investimentos mais atraentes.
Os contratos financeiros referidos permitem assim realizar, de uma forma mercantilista, o planeamento da exploração dos sistemas elétricos para um período de tempo mais alargado [4].
2.4.5. Modelo Misto
Os mercados centralizados do tipo Pool e os contratos bilaterais físicos são mecanismos que têm implícitas vantagens e desvantagens. Desta forma, é inevitável a coexistência de ambos para se obter um modelo mais competitivo e atrativo. A generalidade dos países tem vindo a adotar modelos mistos, em que o Pool corresponde a um mecanismo voluntário, uma vez que é também possível o relacionamento direto entre entidades produtoras e consumidoras [4]. São exemplos da implementação de estruturas mistas, os mercados transnacionais do NoordPool e do MIBEL, assim como o mercado que existiu na Califórnia.
Numa estrutura deste género, o Operador de Sistema, responsável pelo correto funcionamento do sistema elétrico, vê complicar-se o seu trabalho. Assim, este operador terá de verificar não só a viabilidade técnica de se estabelecerem os fluxos de energia elétrica decorrentes do despacho puramente económico determinado pelo Operador de Mercado, como também terá de avaliar a possibilidade de estes se processarem conjuntamente com os fluxos de energia elétrica resultantes dos contratos bilaterais físicos acordados entre entidades produtoras e consumidoras. Na eventualidade dos fluxos de energia elétrica resultantes do mercado centralizado e dos contratos bilaterais físicos serem inviáveis, por exemplo, pela existência de congestionamento de linhas, o Operador de Sistema deverá recorrer ao mercado de restrições de forma a realizar um novo redespacho puramente económico com o objetivo de eliminar os respetivos congestionamentos. No entanto, sendo viável proceder-se a todos os fluxos de energia elétrica, o Operador de Sistema deverá enviar o despacho final a todas as entidades produtoras e contratar os serviços de sistema necessários para a operação fiável e segura.
O funcionamento e os intervenientes de uma estrutura mista podem ser observados na Figura 2.7.
18 Mercados de Eletricidade
Figura 2.7 – Modelo misto de exploração do setor elétrico [4].
2.4.6. Diretivas Europeias
Ao longo das últimas duas décadas foram publicadas pela Comissão Europeia algumas diretivas com o objetivo de colocar em igualdade de circunstâncias os setores elétricos dos seus estados-membros, com vista à criação de um Mercado Interno de Eletricidade. A Diretiva Europeia 96/92/CE publicada a 19 de dezembro de 1996 e que entrou em vigor a 19 de fevereiro de 1999, foi a primeira Diretiva Europeia no âmbito do Mercado Interno de Eletricidade. Esta diretiva inclui um conjunto de artigos que abordam diversos temas relativos à organização do setor elétrico, onde se destacam as regras referentes à Produção de Energia Elétrica, à Exploração da Rede de Transmissão, à Especificação e Transparência da Contabilidade e à Organização do Acesso à Rede [4]. A mesma diretiva, no âmbito da Produção de Energia Elétrica, estabeleceu que “para efeitos de construção de novas instalações de produção, os estados-membros podem optar entre um sistema de autorização e/ou um sistema de adjudicação por concurso, devendo tanto as autorizações como os concursos processar-se segundo objetivos, transparentes e não discriminatórios” [7].
No que diz respeito à Exploração da Rede de Transmissão, tornou-se obrigatório a existência de uma nova entidade responsável pela exploração, manutenção e eventual expansão das redes, designada por Transmission System Operator (TSO) [3].
Propostas: preço; potência; nós. Congestio- namento Encontro de propostas Restrições de rede
Contratos bilaterais físicos
Produtores Operador de Sistema Operador de Mercado Comercializadores Consumidores Elegíveis Despacho final de geradores Despacho de serviços de sistema Informação para redes de transmissão Congestio- namento Potência, nós.
Modelo em Pool 19
Quanto à Especificação e Transparência da Contabilidade, ficou estipulado que “os estados-membros ou qualquer entidade competente que designarem, têm o direito de acesso à contabilidade das empresas de produção, transporte ou distribuição cuja consulta seja necessária para a sua missão de controlo” [7]. Ainda no respetivo âmbito ficou definido que “as empresas verticalmente integradas manterão na sua contabilidade interna contas separadas para as suas atividades de produção, transporte e distribuição” [7], sendo o referido processo definido por unbundling, cuja definição e objetivos foram abordados em 2.3.
Na Organização do Acesso à Rede, esta diretiva refere a possibilidade de adoção de um sistema de acesso negociado, em que as empresas produtoras e os clientes elegíveis podem negociar entre si contratos de fornecimento na base de acordos comerciais voluntários, ou de um sistema baseado num comprador único, assim como referenciado em 2.4.3. Não obstante, foram também incluídas disposições genéricas em relação aos mecanismos tarifários e ao ritmo de abertura dos mercados [4].
A 26 de junho de 2003, a Comissão Europeia publicou a Diretiva Europeia 2003/54/CE, que revogou a Diretiva Europeia 96/92/CE, tendo como objetivo acelerar a criação do Mercado Interno de Eletricidade, assim como do gás natural [3]. Esta nova diretiva estipula a obrigatoriedade da criação de entidades reguladoras independentes do setor da eletricidade, com o propósito de garantir uma concorrência efetiva e um bom funcionamento do mercado [8]. A Diretiva Europeia 2003/54/CE também impõe que todos os consumidores comerciais e industriais tenham liberdade de escolha do seu fornecedor a partir de 1 de julho de 2004, e que a partir de 1 de julho de 2007 o mesmo direito seja estendido a todos os restantes consumidores [3].
A 13 de julho de 2009 surgiu a Diretiva Europeia mais recente, estando ainda hoje em vigor, designada por Diretiva 2009/72/CE. Esta diretiva incide essencialmente sobre o setor do gás natural, impondo, também algumas alterações ao setor elétrico. De entre o conjunto de novas medidas destaca-se a obrigatoriedade de cada empresa proprietária de uma rede de transporte agir como operador da rede de transporte (TSO), exigindo igualmente a separação entre os TSO, e as atividades de produção e comercialização. Ficou ainda prevista, com base nesta última diretiva, a criação da Agência de Cooperação de Reguladores de Energia, que será independente dos estados-membros e da Comissão Europeia, tendo como principais objetivos a eliminação dos obstáculos técnicos às trocas transnacionais de energia e a coordenação das atividades dos reguladores nacionais [5].